Экономическая часть. Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта «Электроснабжение судостроительного завода»
жүктеу/скачать 119 Kb.
|
Лепесов Эк
- Бұл бет үшін навигация:
- 4.2 Обзор рынка сбыта
- 4.3 Расчет технико-экономических показателей подстанции
| Экономическая часть. Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта «Электроснабжение судостроительного завода» 4.1 Цель разработки проекта Целью технико-экономического обоснования является обеспечение строительства подстанции 110/10 кВ и прилегающих к ней сетей 110 и 10 кВ. Строящаяся подстанция предназначена для реализации электроэнергии для судостроительного завода со стороны 110 и 10кВ. Проектируемую подстанцию и прилегающие к ней сети предполагается разместить непосредственно возле судостроительного завода. Длина линии 110 КВ составляет 15,5 км. Линии электропередачи 110-10 кВ, выполняются кабельными линиями. Для стоимостной оценки результата используются действующие цены и тарифы Т=19,15 тенге за 1 кВт. [4] На стороне 10 кВ используются выключатели, разъединители, секционный выключатель, ОПН, трансформаторы энергосистемы. 4.2 Обзор рынка сбыта В связи с повышением уровня жизни, наблюдается и рост инфраструктуры населенных пунктов, в том числе и г. Атырау. Так как ведется строительство новых жилых массивов, детских садов, ресторанов, супермаркетов и промышленных предприятий, необходимо строительство новой подстанции, что позволит удовлетворить потребность в электроэнергий нового района. Все стоимостные показатели в финансово-экономических расчетах, связанные с реализацией энергетической продукции потребителям, приняты в тенге. Объектом экономического анализа является оборудование подстанции. 4.3 Расчет технико-экономических показателей подстанции 4.3.1 Определение капитальных вложений в строительство подстанции Таблица 4.3.1 - Капитальные вложения в элементы системы передачи электроэнергии подстанции
Кроме того учитываются затраты на строительство здания, сооружения и т.д. Общая сумма капитальных вложений (∑K) рассчитывается по формуле: ∑Kп/ст = Ко + Кс + Км+Кпр, где Ко - капитальные вложения на приобретение оборудования; Кс - капитальные вложения на строительные работы, 29 % от Ко; Км - капитальные вложения на монтажные и пуско-наладочные работы, 10% от Ко; Кпр - капитальные вложения на прочие расходы, 1% от Ко. Определение капитальных вложений в строительство подстанции и её монтаж приводится в таблице 4.3.2 Т а б л и ц а 4.3.2 - Составляющие стоимости строительных и монтажных работ, оборудования и прочих затрат по ПС (млн. тенге.)
Ко=296,500 млн.тенге, в таком случае, общие капитальные затраты для строительство подстанции составят: ∑Кп/ст= 296,5+316,5*0,29 +316,5*0,10 +316,5*0,01=465,69 млн.тенге Таблица 4.3.3 – Капитальные вложения в ЛЭП
Общие капитальные вложения в строительство энергообъекта составят: КЭС = ∑КП/СТ + КЛЭП. КЭС = 465,69 + 74,3=539,99 млн.тенге. 4.3.2 Определение ежегодных издержек производства Издержки производства п/ст и прилегающих сетей связаны с затратами на содержание подстанции, распределительных устройств и линий электропередач. Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по линиям электропередач и трансформации. Поскольку такие потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек: (4.1) где - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, тенге./год; - суммарная стоимость потерь в сетях системы, тенге./год. 4.3.3 Расчет затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуа-тационное обслуживание сетей определяется по укрупненным показателям (4.2) где - ежегодные издержки на амортизацию (реновацию), тенге/год. (4.3) где - нормы отчислений на амортизацию, %/год; примем равной 6%. - издержки на обслуживание и ремонты (капитальный и текущие), тенге/год; - стоимость оборудования ПС, млн.тенге. , (4.4) где - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, % / год, примем равной 3%. Расчет эксплуатационных издержек сводится в виде таблицы 4.2.3 Т а б л и ц а 4.3.4 – Эксплуатационные издержки распределения энергии
4.3.4 Переменные потери энергии и издержки, связанные с ними Переменные потери определяются переменными потерями в автотрансформаторах и реакторах подстанции и потерями в активном сопротивлении проводов и кабелей линий. Значения переменных потерь в трансформаторах и автотрансформаторах находятся по формулам: (4.4) где = 48 кВт – потери короткого замыкания; =0,45 – коэффициент загрузки трансформатора; τ - годовое время максимальных потерь. 4.3.5 Постоянные потери энергии и издержки, связанные с ними Значения постоянных потерь в трансформаторах находятся по формулам: (4.5) где – количество трансформаторов или автотрансформаторов, – потери на холостой ход в трансформаторе или автотрансформаторе. Потери составляют 14 кВт. Значения, полученные при расчете заносятся в таблицу 4.2.5 Т а б л и ц а 4.3.5 -Издержки, связанные с потерями при трансформации энергии
(4.6) где Э - величина потерь энергии; Цпот. - стоимость 1 кВт-ч потерянной энергии. Ипот=(95,705+245,280)*16=5,6 млн.тенге Суммарные издержки с учетом потерь составят: И∑ =47,556+5,6=53,156 млн.тенге 4.3.6 Себестоимость
где – полный объем передаваемой за год электроэнергии при оказании услуг по передаче. , (4.8) где – количество трансформаторов; – коэффициент мощности, принимается равным 0,8; – номинальная мощность одного трансформатора. Подстанция в год передает около 58,24 млн. кВтч (20*0,7*0,8*5200) электроэнергии. Объем передаваемой энергии определяется из расчета мощности устанавливаемых понижающих трансформаторов суммарной мощностью S=20 МВА, коэффициента загрузки данной подстанции, который принимаем равным 0,7; cosφ=0,8 и планируемого количества часов использования максимума загрузки для данной подстанции, которое составляет 5200 часов. Для расчета срока окупаемости возводимой подстанции рассмотрим два способа получения прибыли: а) оказание услуг по передаче электроэнергии (транзит через подстанцию); б) получение лицензии на покупку электроэнергии с целью ее перепродажи через торговые системы. Суммарные издержки (на амортизацию, ремонт, потери) составят 53,156 млн. тенге/год. Тогда себестоимость оказания услуг по передаче 1 кВт∙ч электроэнергии через подстанцию равна: . Итоговый тариф за транзит электроэнергии через подстанцию с учетом доходности 10% вычисляется по формуле: жүктеу/скачать 119 Kb. Достарыңызбен бөлісу:
|